全国火电大机组（600MW级）竞赛第十二届年会论文集 锅炉本体及辅机
SG-2008/540-M903锅炉排烟温度高的
原因分析及运行优化调整
付 林
（河北定洲发电有限责任公司）
摘要：对河北国华定洲公司一期工程600MW锅炉燃用神华煤锅炉结焦、尾部受热面积灰原因进行分析，为了避免锅
炉结焦、积灰，通过对制粉系统运行优化调整和在最下层磨煤机掺烧高熔点煤后，锅炉结焦、积灰得到控制，排烟温度达到设计值。锅炉运行稳定，锅炉运行效率超过设计值。
关键词：结焦；烧积灰；排烟温度；锅炉效率
1 SG－2008/540-M903锅炉简介
河北国华定洲发电有限责任公司一期工程安装2台亚临界参数汽包炉。采用控制循环、一次中再热、单炉膛、四角切圆燃烧方式、燃烧器摆动调温、平衡通风、固态排渣、全钢悬吊结构、露天布置燃煤锅炉。锅炉的制粉系统采用中速磨冷一次风机正压直吹式系统。该锅炉设计煤种为神府东胜煤。
水冷壁由炉膛四周、折焰角、延伸水平烟道底部和两侧墙组成。过热器由炉顶管、后烟井包覆、水平烟道侧墙、低温过热器、分隔屏、后屏和末级过热器组成。再热器由墙式再热器、屏式再热器及末级再热器组成。省煤器位于后烟井低温过热器下方。24只直流式燃烧器分6层布置于炉膛下部四角，煤粉和空气从四角送入，在炉膛中呈切圆方式燃烧。
锅炉采用正压直吹式制粉系统，配有六台ZGM113N(MPS225)中速磨煤机，布置在炉前。五台磨煤机可带MCR负荷，一台备用。每台磨煤机出口由四根煤粉管接至一层煤粉喷嘴。最上层喷燃器喷口中心线标高34.870m，距分隔屏底距离20.13m；最下层喷燃器喷口中心线标高25.570m，至冷灰斗转角距离5.969m。每角喷燃器风箱中设有三层启动及助燃油。
2 锅炉受热面结焦、积灰
锅炉分隔屏结焦分析：定电锅炉同吴泾发电厂锅炉比，按照水容积计算，锅炉过热器容积比吴泾发电厂降低16.5m3，省煤器容积比吴泾增加15m3，在锅炉有效高度相同情况下因省煤器面积增加，过热器面积减少相对于锅炉水冷壁面积减少，炉膛容积热负荷增加，势必导致炉膛出口温度升高，分隔屏在炉膛上部属于烟气辐射死区，该处温度在600MW通过红外线测温仪测得温度1100～1200℃恰好在目前燃用神华煤熔点范围，而分隔屏与分隔屏，分隔屏与后屏之间恰好又未设计吹灰器，所以分隔屏结焦是必然的。
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省煤器烧积灰分析：我公司目前燃烧的煤种属于低灰熔点、高碱金属（CaO）含量较高，尾部积灰几率较高，通常锅炉设计烟气中含水分小于等于8％尾部积灰几率较低，因神华煤全水分在14－16％，再加上为避免受热面积灰，本体吹灰因素，进入对流竖井烟气中水蒸汽必然升高。对流竖井受热面积灰是无法避免的，对于神华煤当发生受热面积灰后，因灰中游离CaO含量较高，与烟气中SO3即易形成CaSO4沉积物，通常在700℃该反应进行得最多，而因管壁形成CaSO4沉积物，积灰会进一步加剧，通常在400～1000℃范围内积灰可形成烧积灰（类似陶瓷状），目前省煤器灰斗灰块就属于烧积灰。因神华煤本身问题，出现烧积灰的现象是必然的。
受热面结焦、积灰是导致锅炉排烟温度升高主要原因之一，其对排烟温度影响主要体现在传热方面。从烟气到汽水侧的传热过程中，受热面表面层积物的导热系数较其它介质要小得多，因而其所引起得附加热阻在总传热热阻中占主导地位，较为轻度结焦和积灰便会使传热量大幅度下降。据有关资料介绍：炉膛积灰厚度由1mm增加到2mm时，传热量减少28％，当受热面有3mm积灰就可造成炉膛传热量下降将近40％，相应炉膛出口烟温升高近300℃。
另为，结焦和积灰引起受热面吸热不足，为了弥补不足，在一定负荷下需要增加燃料量，从而造成各段烟温进一步升高，锅炉排烟温度也进一步升高。
克服受热面结焦、积灰得最有效措施之一是吹灰。我公司#1、2锅炉使用的是湖北戴猛德公司吹灰器，其中每台炉炉膛短吹灰器90台。水平烟道及尾部受热面长杆吹灰器44台，空预器出口长杆吹灰器2台。在#1机组试运期间，因吹灰器未能及时100％投运，锅炉炉内结焦、和尾部受热面积灰导致排烟温度升高值达到约10℃，吹灰器100％投入后，从表1参数可以看出吹灰效果明显：
表1 河北国华定洲发电公司#1锅炉吹灰前后参数（600MWW） A/B引风机电流 参数 A 吹灰前 吹灰后
加强吹灰可以预防锅炉结焦和受热面积灰，但加强吹灰必须考虑到对受热面冲刷，建议在运行电厂采取在吹灰器区域进行喷涂以预防吹灰冲刷和磨损，同时在确保吹灰效果的同时通过优化燃烧调整，减缓锅炉结焦和积灰是降低吹灰器使用频度可靠保证。我们通过多方面调整试验，在运行调整上采取以下调整措施：喷燃器摆角自动改为手动，根据机组负荷高低摆角调节范围为：20～80％（±180）；锅炉氧量根据负荷在400MW以下维持4.5～5％，在400MW以上维持3.5～4.5％；磨煤机出口温度由168小时60～65℃，改为70℃；BC层启转二次风根据负荷开度范围30～69％，OFA、FF层二次风开度根据BC层开度大小进行对应调整，调整范围20～80％。根据不同磨煤机运行方式，通过燃烧调整试验，分别找出了不同工况下二次风挡板开度，将二次风开度做成工况卡片下发到运行人员手中，严格监视其按照工况卡片规定开度进行燃烧调整。经过以上燃烧调整手段，空预器出口烟温在100％燃烧神华煤前提下，在600MW相同负荷下由168移交生产后148～156℃，降低到136～142℃。分隔屏结焦得到控制，锅炉烟风参数和汽水参数均能达到设计要求。目前锅炉在450以上全部吹灰一次，在450MW以下锅炉全天吹灰一次，在400MW以下锅炉不吹灰。
空预器吹灰必须保证，尤其在后夜低负荷期间必须保证对空预器除灰，因低负荷时，因烟气流速降低，空预器及易积灰，对于神华煤一旦形成积灰，极难吹去。
295.78/294.68 267.34/269.39 A 105.94/106.06 84.35/84. ℃ 140.63/142.16 132.93/134.85 t/h 244.2 237.3 A/B送风机电流 A/B侧排烟温度 锅炉给煤量 43
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3 一次风中掺入冷风量多
一次风中冷风和炉膛漏风是一样的，由公式αL=ΔαL+Δαzf＋Δα导致排烟温度升高。造成冷风量过多原因有以下几个方面：
一次风率高：定电公司制粉系统因风量不准，一次风量自动调节不能投入，磨煤机在正常运行时出口温度控制通过热风调节门和冷风调节门控制，控制原理冷热风门同时调节，冷热风门开度之和110％。这样在低负荷期间为保证磨煤机出口温度不超温，冷一次风量必然升高。
降低一次风率是降低锅炉排烟温度的有效措施，但需要注意：一次风率降低，一次风速太低，可能使一次风管内积粉。为此须尽可能地使同层一次风管中的风速相同，为最大限度地降低一次风率创造条件。通常锅炉冷态所做的一次风速调平，只是调节煤粉管节流孔板，使并列的管道在纯空气流动状态达到阻力相等，但这并不能做到锅炉正常运行时，同层一次风管内流速相等。这是因为送粉管道的阻力与煤粉浓度有关，它随着煤粉浓度的增加而增加，且增幅相对较大。一次风送粉管道阻力公式可表达为：
ΔΡ＝〔Σξ1＋Σξ2（1＋ku）〕ρw2/2 式中：ΔΡ－一次送粉管道阻力；
ξ1－磨煤机出口分离器前管道阻力系数； ξ1－磨煤机出口分离器后管道阻力系数； ρ－热空气密度； w－一次风速； u－煤粉浓度；
k－常数，随着管道不同而不同；
由上式可以看出：在煤粉浓度u发生变化时，因ΔΡ相等，影响同层一次风管内一次风速的是Σξ2。因此，只要同层一次风管的Σξ孔板，使同层一次风管的Σkξ
2相同。
2相同即可保证
\"Lf＋βkY可炉膛出口
过量空气系数αL不变的情况下，一次风中掺入冷风使得流过空预器的热风减少，空预器吸热量降低，
u变化时同层一次风管内一次风速仍相同。
解决问题方法是在冷态一次风调平后（使Σξ1＋Σξ2）相等，再在投粉后，调节一次风管节流为了降低一次风率，定电公司在目前一次风量不准前提下，将磨煤机出口温度控制回路中冷热风门开度之和由110％改为80％，在低负荷时段冷一次风量明显降低，锅炉排烟温度也有所降低具体调整前后参数比较见表2。
表2 在600MW负荷下磨煤机冷风降低后参数变化
#1锅炉 参数 未改前 改后 参数 未改前 改后 44
一次风机电流A 127.28/127.39 134.86/134.99 一次风机电流A 137.69/136.46 141.71/139.01 二次风量t/h 1490.63 17.85 #2锅炉 二次风量t/h 1444.87 1630.38 一次风总量t/h 854.56 512.12 一次风总量t/h 749.06 498.31 排烟温度℃ 138.98/137.39 130.79/132.24 排烟温度℃ 132.38/133.56 131.86/132.54 全国火电大机组（600MW级）竞赛第十二届年会论文集 锅炉本体及辅机
磨煤机运行方式：定电公司六层喷燃器采用等间距布置形式，额定负荷需要5台磨煤机运行，最上层磨煤机运行与停止对炉膛出口温度影响较大，通过高温红外线测温仪测量，最大偏差达到230℃，在相同条件下（锅炉不吹灰），空预器出入口烟温变化情况如下表3所示，停运上层磨煤机排烟温度降低5℃，可见影响之大。为了避免上层磨煤机对锅炉热效率影响，目前采用每三天启停一次最上层磨煤机的方式，即可避免锅炉分隔屏结焦又可提高锅炉效率。
表3 600MW额定负荷下上层磨煤机停运与投运参数变化
参数 A、B、C、D、E磨煤机 B、C、D、E、F磨煤机 炉膛含氧量% 3.60 3.60 空预器入口温度℃ 376.03/373.47 388.78/384.25 排烟温度℃ 123.44/125.61 128/130.52 4 影响锅炉排烟温度的其它因素
送风量影响：送风量增加，炉内过量空气系数增大，将增加烟气流量和降低绝热燃烧温度，而炉膛出口烟温变化很小。虽然各对流受热面的吸热量增加，但流过各受热面的烟气温降减少，排烟温度增加。但是，在一定范围内送风量增加锅炉效率将增加，这是因为过剩空气系数增加将使未燃尽损失Q3和Q4减少，所以送风量存在一个最佳值，在改值处，排烟损失与未燃尽损失之和为最小。
锅炉运行中判断风量大小并调整风量在最佳值的依据除了负荷外还根据氧量大小，氧量测点安装在尾部受热面（省煤器入口），测量出的氧量值受测点前的烟道漏风影响，通常不能准确反映实际炉膛含氧量，所以含氧量测量装置最好安装在炉膛出口处。为了准确反映炉膛氧量，应定期对就地氧量进行校验。定电公司根据烟道截面按照性能试验要求，每侧烟道根据网格测量法则，决定每侧三个氧量测量点，共计6个测量点，取其平均作为炉膛氧量调节基准。通过保证值期间与就地网格测量值基本相同，氧量误差+0.3％能准确反映出锅炉燃烧实际需要氧量。
空预器漏风：空预器漏风增大，使得排烟温度有所降低，但因空预器漏风增加，引、送、一次风机单耗升高，锅炉自用电增加，锅炉净效率降低。严重时，锅炉出力受到影响，所以要定期对空预器漏风进行测量，发现不正常升高要设法消除。
煤质变化：燃料中的水分或灰分增加以及锅炉入炉煤低位发热量降低均使排烟温度升高。这是因为这些变化将使烟气量和烟气比热增加，烟气在对流区中温降减少，排烟温度升高。神华煤原煤水分在14～16％，是影响锅炉排烟温度高主要因素之一。
排烟温度测点：由于空预器出口烟气温度场及速度场的不均匀性，温度测点位置不当时，反映的温度值便不真实，因此，真是反映实际温度值的测点必须经过标定。测量元件故障温度显示值也可能偏高，在分析排烟温度升高原因时应考虑这种可能。
5 结束语
通过实际调整和试验，对600MW锅炉排烟温度高的原因进行全面细致的分析，并针对原因提出了切实可行措施。
在采取各项措施后，定电公司两台600MW机组锅炉排烟温度均达到设计值，通过运行优化调整锅炉效率达到94.27％，比设计值93.56升高0.71％，影响机组发电煤耗降低2.414g/kWh。年按发电量69亿度计算，全年节约标煤16656.6吨，节约燃料费用499.698万元。
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本文所做工作，可为同类型锅炉分析排烟温度高的原因及采取降低排烟温度的措施提供理论帮助及实际经验借鉴。
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